Особенности технологий фракционирования газоконденсатов
Добыча и переработка газоконденсатного углеводородного сырья по сравнению с нефтью и природным газом является сравнительно новой отраслью нефтегазового комплекса страны. История открытия и эксплуатации ГК в бывшей СССР началась в 1955 г. с Карадагского месторождения в Азербайджане. Затем были открыты газоконденсатные месторождения в Краснодарском (Ахтырско-Бугундырское, Украинское,Крымское, Калужское и др.), Ставропольском (Северо-Ставропольское, Мелагеидинское. Журавлевское, Русский Хутор и др.) краях, Дагестане, Калмыкии, Ростовской, Астраханской и Оренбургской областях. С 1961 по 1980 гг. были открыты ГК месторождения в Туркмении (всего 38), Узбекистане (52), Казахстане (где наиболее крупное Карачаганакское) и на Украине (Шебелинское, Глебовское и др.), Республике Коми (Вуктыльское). С открытия в 1985 г. Уренгойского месторождения центр запасов ГК переместился в Западную Сибирь. Наиболее крупными
в настоящее время являются Ямбургское, Уренгойское. Северо-Уренгойское, Ен-Яхтинское, Песцовое и Заполярное месторождения севера Тюменской области, Бованенковское, Харасавейское, Крузенштерновское на полуострове Ямал, Марковское в Иркутской области и др.
Среди принятых в эксплуатацию имеются газоконденсаты исключительно уникальные но химическому составу. Так, например, ГК Сеноманской залежи Уренгойского месторождения характеризуется низким содержанием общей серы (около 0,01 %), исключительно высокой концентрацией нафтеновых углеводородов (95,7 % мас.) и практически полностью состоит из бензиновых и дизельных фракций. В последние годы в переработку стали широко вовлекать газовые конденсаты. Основные его запасы находятся в районах Западной Сибири, Европейского Севера и Прикаспийской низменности. В районах добычи выделенный газовый конденсат подвергается стабилизации, при этом из него удаляются фракции С1–C4 и частично С5. Образующийся стабильный газовый конденсат содержит в основном (85 %) бензиновые и дизельные фракции (до 360 °С). Себестоимость добычи газоконденсата в 2…4 раза ниже себестоимости добычи нефти, а при квалифицированном ведении процесса продукты его переработки оказываются примерно в 1,5 раза экономичнее нефтепродуктов. Газовые конденсаты, по сравнению с традиционными нефтями, имеют еще то преимущество, что их переработка позволяет без значительных капитальных затрат существенно повысить глубину переработки нефти и выход моторных топливных фракций от исходного сырья. Основной способ получения топлив заключается в прямой перегонке газового конденсата на отдельные бензиновые и дизельные фракции.
В большинстве случаев бензиновые фракции обладают низкими октановыми числами и подвергаются дополнительному облагораживанию. Керосиновые и дизельные фракции газового конденсата Западной Сибири в основном соответствуют требованиям ГОСТа на товарную продукцию, а в случае получения зимних и арктических сортов топлива их подвергают процессу деперафинизации.
В некоторых случаях из газовых конденсатов Сибири и Дальнего Востока по простейшей технологии получают непосредственно на промыслах дизельное топливо, что крайне важно для обеспечения потребности в нем в труднодоступных отдаленных районах страны. Основная трудность при переработке газового конденсата, добываемого в районах Западной Сибири и Европейского Севера, заключается в обеспечении стабильности его поставок на НПЗ из-за удаленности промыслов от транспортных магистралей. Сложные проблемы возникают при переработке газовых конденсатов и легких нефтей Прикаспийской низменности (Оренбургская, Уральская, Гурьевская и Астраханская области).
Характерная особенность химического состава газовых конденсатов это наличие в них аномально высоких концентраций меркаптановой серы — в пределах 0,1…0,7 % мас., при содержании общей серы до 1,5 %.
Этот показатель позволяет выделить сернистые газовые конденсаты и сопутствующие им легкие нефти в особый класс меркаптансодержащего нефтяного сырья, которое недопустимо, однако, смешивать с традиционными нефтями. Ожидаемый объем поставки на НПЗ таких видов сырья (карачаганакский и оренбургский газоконденсаты, жанажольские и тенгизские легкие нефти) до 2000 г. составит около 25 млн т/год. Меркаптансодержашие виды нефтяного сырья требуют более тщательной подготовки на установках их обессоливания и разработки специального комплекса мероприятий для защиты оборудования технологических установок от коррозии. Вследствие высокого содержания в бензинах, керосинах и дизельных фракциях как меркаптановой,
так и общей серы они должны подвергаться гидроочистке или демеркаптанизации в процессах типа «Мерокс», основанных на экстракции меркаптанов щелочью и последующей регенерации меркаптидосодержащих щелочных растворов.
Поскольку ГК почти полностью состоят из светлых фракций, во многих случаях выгоднее их перерабатывать по упрощенной относительно НПЗ технологической схеме без вакуумной перегонки. По такой схеме производится переработка ГК на Астраханском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ), Ново-Уренгойском заводе переработки ГК (ЗМГК) и Сургутском заводе стабилизации конденсата (ЗСК), где имеются установки по производству моторных топлив (бензина и дизтоплива) и безводородного каталитического риформинга «Петрофакс».
На перечисленных выше заводах по переработке ГК осуществляется вначале частичное испарение стабильного ГК в испарителе с последующим фракционированием остатка испарителя в основной ректификационной колонне с боковой отгонной секцией, а паровой фазы в отбензинивающей колонне. Исключение составляет технология переработки Карачаганакского ГК на ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», где фракционирование конденсата производят на установке ЭЛОУ-АВТ-4 с некоторыми отличительными от нефтеперегонки особенностями технологии.
Атмосферная перегонка в отбензинивающей колонне К-1.
В верхнюю часть К-1 подают 10…14 % обессоленного ГК непосредственно с блока ЭЛОУ с температурой 70…80 °С, что способствует снижению расхода острого орошения. Остальное количество обессоленного ГК после подогрева в теплообменниках до 160…170 °С направляют в испаритель И-1, из которого газовую среду (8...10 %) подают в среднюю часть К-1, а остаток И-1 после дополнительного резерва в теплообменниках до 210...230 °С вводят в нижнюю часть К-1.
Атмосферная перегонка в сложной ректификационной колонне
К-2. Нагрев остатка И-1 до температуры 385 °С осуществляют в печи П-1 с вертикальным расположением радиантных труб, тем самым обеспечивают равномерное распределение паровой и жидкой фаз по сечению трубы без образования эффекта «сухой стенки» с прогаром труб. В К-2 боковыми погонами отбирают: керосиновую фракцию через отпарную колонну К-3/1; легкую дизельную фракцию через К-3/2, а тяжелую дизельную фракцию без отпарки. С верха К-2 выводят тяжелую
бензиновую фракцию, которую подвергают совместно с легким бензином К-1 стабилизации в колонне К-4. Для более полной утилизации тепла выводимых потоков применяют циркуляционные орошения под отбором каждого бокового потока и над отбором тяжелой дизельной фракции. В отгонную секцию К-2 для отпарки мазута подают перегретый водяной пар.
Вакуумную перегонку мазута в колонне К-5 — осуществляют без применения водяного пара при давлении вверху 2,7 кПа (20 мм рт. ст.) и испарительной зоне 4,7 кПа (35 мм рт. ст.). К-5 запроектирована на перспективу как глубоковакуумная колонна с отбором вакуумного газойля с к. к. 540 °С (однако в настоящее время эксплуатируется в режиме обычной вакуумной перегонки). К-5 снабжена пятью модулями из ситчатой перекрестноточной насадки. Из К-5 боковыми погонами без отпарки отбирают дизельную фракцию н. к. — 360 °С и вакуумный газойль 360…500 (540) °С. В колонне применены два циркуляционных орошения — одно на верху К-5, второе — в средней части концентрационной зоны. Предусмотрены рециркуляция (либо отбор) затемненной фракции над эвапорационной частью и квенчинг охлажденного в теплообменниках мазута в низ колонны. Температура нагрева мазута в печи М-2 составляет 390…420 °С. Температуру верха К-5 поддерживают на уровне около 30 °С, что существенно облегчает работу конденсационно-вакуумсоздающей системы, состоящей из трех паровых эжекторов и емкости-сепаратора закрытого типа.
По результатам 15-суточного опытного пробега установки в режиме глубоковакуумной перегонки Карачаганакского ГК были получены следующие показатели по отборам фракций (% мас. на сырье):
- Нестабильный бензин 39,4
- Керосиновая фракция 12,9
- Дизельная фракция 27,7
- Сумма светлых 20,0
- Глубоковакуумный газойль 15,2
- Гудрон (> 540 °С) 4,3
- Газ + потери 0,5
- Качество глубоковакуумного газойля
- Содержание фракций до 350 °С 2…3 %
- Коксуемость 0,2…0,35 %
- Содержание металлов, % мас.:
- ванадия 6 · 10–6
- никеля 1 · 10–5
По качеству глубоковакуумный газойль удовлетворяет требованиям, предъявляемым к сырью процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга.
ТЕХНОЛОГИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА, С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов, 2006